Особенности геологического строения и анализ выработки запасов нефти пласта БС10 спорышевского месторождения

 

 

1.3 Физико-гидродинамическая характеристика продуктивных коллекторов, вмещающих пород и покрышек

 Продуктивные  пласты характеризуются чередованием  песчаников, алевролитов и аргиллитов. В соответствии с описанием  керна песчаники серые и коричневые, от мелко- до крупнозернистых, алевритистые, аркозовые, с глинистым цементом. Некоторые пласты (АС6, БС8) отличаются высоким содержанием карбонатов. Породообразующие компоненты представлены кварцем – 35-45%, полевыми шпатами – 40-50% (калийные минералы и плагиоклазы), обломками пород - до 20% и слюдой (биотит и мусковит) - до 4%. Цемент – пористый пелликулярный или базальный, содержит  каолиниты, хлориты и гидрослюду. Анализ данных керна и данных интерпретации ГИС (ρп) показывают, что разные условия формирования пластов сказались и на их коллекторских свойствах, поэтому связи типа керн - геофизика определялись для разных групп пластов отдельно.

Исследование эффективности вытеснения нефти водой и определение фазовых проницаемостей пород-коллекторов на образцах керна проводилось лабораторией СибНИИНП. Результаты исследований представлены ниже, в таблице 1.2. и 1.3.

Средний показатель вытеснения нефти водой  для пород месторождения  изменяется от 0.479 до 0.666, причем пласты группы ПК характеризуются наиболее высокими значениями  и составляют 0.626-0.666, тогда как для пластов БС11 и  АС4  средние показатели вытеснения являются наиболее  низкими и составляют 0.479- 0.484. Среднее значение коэффициента остаточной нефтенасыщенности  по всем  пластам колеблется в интервале 0.29-0.35.

          Осредненные данные, полученные в результате лабораторных исследований образцов керна по этим методикам, взяты за основу для расчета кривых фазовых проницаемостей, используемых в гидродинамических расчетах.

 

 

Выводы:

• Немногочисленные дополнительные результаты анализа образцов керна подтвердили петрофизические связи, утвержденные ранее, а также не изменили граничные значения пористости и проницаемости, поэтому в данной работе использовалась петрофизическая модель для определения подсчетных параметров.
• Средние значения подсчетных параметров, нефте- и водонасыщенности, использованные для оценки геологических и извлекаемых запасов, находятся в границах значений утвержденных ГКЗ.

Таблица 1.2 - Эффективность вытеснения нефти водой по результатам лабораторного исследования керна

Пласт	Скважина	Кол-во исследований	Средний показатель вытеснения  нефти водой	Средняя начальная нефтенасыщенность, %	Средняя остаточная нефтенасыщенность, %
ПК161	225	7	0.666	67	29.1
ПК19	1092	5	0.626	71.1	26.6
АС4	155,225,140	18	0.479	53.9	30.3
АС6	695Р	12	0.535	75.6	35.2
БС1	695Р	11	0.511	66.8	33.2
БС5	350	23	0.521	71.9	34.3
БС6	330	5	0.521	71.9	34.3
БС101	330	9	0.537	71.4	33
БС101-2	695Р, 330	19	0.665	74.9	32
БС11	155	10	0.484	63.4	32.9

 

 

 

 

  Таблица 1.3 - Определение фазовых проницаемостей

Пласт	Скважина	Кол-во исследований	Средняя  начальная нефтенасыщенность,%	Средняя  остаточная нефтенасыщенность,%
ПК19	155,653R	4	69.5	26.7
АС4-5	155,225, 140	7	58	26.3
АС6	695R	2	76	32
БС1	695R	2	73	28.7
БС6	350	7	70.3	25.6
БС100	653R	2	72.9	23
БС101-2	695R	2	75	34
БС11	155,1120	3	69	38

 

1.4 Геолого-физические характеристики продуктивных пластов

         Осадочная толща Спорышевского месторождения представлена многопластовым песчаным интервалом, состоящим из 25 подсчетных объектов (ПК161, ПК162, ПК19, ПК20, АС4, АС6, АС7, АС9, АС12, БС10, БС1, БС2, БС3, БС4, БС5, БС6, БС70, БС71, БС72, БС80, БС100, БС101, БС102, БС11 и юрский пласт ЮС11). Продуктивные пласты хорошо выдержанны по площади и имеют обширные законтурные области  питания.

          В связи со сложным геологическим строением месторождения, обусловленным  большим количеством нефтенасыщенных пластов, резкой изменчивостью фильтрационно-емкостных свойств резервуаров, неоднозначностью водонефтяных контактов,  корреляция пластов   проводилась с учетом  электрофациального анализа. В период региональной проградации Западно-Сибирского бассейна в западном и северо-западном направлениях, происходило формирование песчаников в обстановках осадконакопления от нижней части дельтовой равнины до авандельты и берегового склона.

          Для большинства крупных продуктивных пластов выдержанность  песчаников по площади позволила сформировать залежи нефти в пределах антиклинальных структурных ловушек, тогда как, более мелкие залежи нефти,  вследствие  значительной неоднородности разреза, сосредоточены в структурно-стратиграфических ловушках. Небольшие изолированные нефтеносные залежи формировались в песчаниках отдельных дельтовых протоков и пойменных конусах выноса, где глинистые сланцы пойменных отложений, выполняли роль флюидоупоров. На рисунке 1.2 представлены три типа ловушек УВ, имеющих место в коллекторах Спорышевского месторождения. Результаты анализа методом материального баланса свидетельствуют о том, что большинство пластов имеют обширную законтурную водоносную область.

 

 

 

 

 

 

Рисунок 1.2 - Типы ловушек, выявленных на Спорышевском месторождении

        Ниже приводятся геологические характеристики каждого из этих пластов, начиная с наиболее крупных, начальные геологические запасы которых превышают 1 млн. т. 

 

 

 

Основные пласты

Пласты ПК16

            В подсчете запасов ГКЗ 1998 году пласт ПК16 считался единым объектом. Однако, по результатам бурения пласт был разделен на  два изолированных резервуара– ПК161 и ПК162, каждый со своим водонефтяным контактом.

Пласт ПК161 представлен песчаниками, алевролитами, глинистыми сланцами и маломощными прослоями угля, которые накапливались в условиях дельтовых равнин. В центральной и южной части месторождения дельтовые протоки прорезают  пойменные отложения, представленные переслаиванием алевролитов, глин и  маломощных песков. Лучшие коллекторские свойства и сообщаемость имеют песчаники дельтовых проток, зернистость которых уменьшается вверх по разрезу.  Песчаники пласта  характеризуются следующими средними значениями ФЕС:

• коэффициент пористости по ГИС – 0.25, по керну- 0.25;
• коэффициент проницаемости по ГИС - 84 мД, среднее значение по керну составляет 123 мД.

          Нефтяная залежь пласта занимает площадь 22 км2, ВНК принят  на а.о.–1656-1659м. На юге залежь стратиграфически экранируется глинистыми сланцами пойменных фаций, разделяющих две cистемы дельтовых протоков. Среднее значение нефтенасыщенных толщин в центральной зоне дельтовых проток составляет 6.2 м, тогда как в зоне пойменных отложений всего 1.2 м. Средний коэффициент нефтенасыщенности равен 0.50.

           Пласт ПК161 отделен от подстилающего пласта ПК162 тонкой алевролито-глинистой перемычкой толщиной от 2 до 4 м.

           Пласт ПК162 представлен песчаниками системы дельтовых протоков, широтного простирания, а также более мелкозернистыми пойменными отложениями, в толще которых встречаются невыдержанные по площади песчаники небольшой мощности.  Средние значения коллекторских свойств схожи с пластом ПК161:

• коэффициент пористости по ГИС составляет 0.25, по керну - 0.26;
• коэффициент проницаемости по ГИС 80 мД, по керну -  40 мД;
• эффективная толщина песчаников  дельтовых протоков составляет 5 м, а пойменных отложений редко превышает 2 м.

            Нефтяная залежь, приуроченная к северной части системы дельтовых протоков, является  пластово-сводовой, литологически экранированной с юга, занимает площадь 5.14 км2. Экранирующие глины пойменных фаций разделяют две системы дельтовых протоков западно-северо-западного простирания. ВНК принят на отметке –1664±1 м. Эффективная нефтенасыщенная толщина достигает 7 м (в районе скважины 140), составляя в среднем по пласту 2.4 м. Нефтенасыщенность в среднем составляет 0.50.

            Основными объектами разработки в обоих пластах являются песчаники дельтовых протоков. Однако, площади распространения дельтовых каналов незначительны.

Пласт ПК19

           Пласт ПК19 представлен относительно маломощным интервалом песчаников, алевролитов и глин толщиной в среднем 8.4 м. Три типа фаций, выявленные по анализу каротажных диаграмм, позволяют предположить, что осадконакопление данного пласта происходило в прибрежных условиях и в условиях авандельты. Лучшие по коллекторским свойствам песчаники приурочены к области широтного простирания, расположенной в центральной и северной частях месторождения. В пределах этой области пласт ПК19 представлен комплексом песчаников, в которых зернистость увеличивается вверх по разрезу, что характерно для осадконакопления в условиях устьевых баров фронта дельты или средней части берегового склона. Пласт покровного типа, несколько неоднородный, обладает хорошей сообщаемостью.  Коэффициент песчанистости высокий, средняя эффективная нефтенасыщенная толщина составляет 4.8м. Среднее значение коэффициента пористости по ГИС равно 0.26, по керну– 0.24. Среднее значение коэффициента проницаемости, рассчитанного по ГИС - 159 мД.  Проницаемость по ГДИ оценивается в 106 мД, что хорошо согласуются со средним значением по керну– 102 мд. Максимальная нефтенасыщенность составляет 0.68, а средняя- 0.62.

            В южной и северной части пласт ПК19 резко замещается глинисто-алевролитовыми породами с редкими прослоями песчаников. Эффективная толщина в этой части разреза составляет лишь 1-2 м. Эти области приурочены на юге месторождения к отложениям внутридельтовых заливов, а на самом севере – к отложениям нижней части берегового склона или продельты. 

          Залежь пластово-сводовая, литологически экранированная с юго-востока, имеет  площадь 44.4 км2. ВНК принят на а.о. –1802 ± 4м. ЧНЗ занимает практически всю площадь залежи, водой подстилается только узкая область на крыльях структуры. С востока и с запада к нефтяной залежи подступает обширная законтурная водоносная область. ПК19 является одним из основных объектов разработки и  в плане перекрывает нефтяные залежи большинства пластов.

Пласт ПК20

          Формирование пласта происходило в условиях аналогичных условиям пласта ПК19, однако, среднее значение общей эффективной толщины пласта выше и составляет 10.6м.  В центральной части залежь пересекает  в северном направлении широкий пояс дельтовых протоков, где отложения представлены переслаиванием песчаников и алевролитов с уменьшением зернистости вверх по разрезу. Толщина песчаников в пределах пояса дельтовых проток изменяется от 8 до 22м. Коллекторы характеризуются хорошими ФЕС:

• средний коэффициент пористости по ГИС составляет 0.25, по керну – 0.25;
• средний коэффициент проницаемости  по ГИС - 257 мД, по керну- 195 мД, по  ГДИ (13 замеров) изменяется в интервале  от 2 до 991 мД (в среднем 307 мД).

            Анализ фаций позволяет выявить явный тренд увеличения эффективной толщины песчаника в направлении с юга на север. Ко второй фациальной зоне  относятся отложения, сформировавшиеся в условиях устьевых баров на фронте дельты или верхней части берегового склона. Основной отличительной особенностью этой зоны является  увеличение зернистости песчаников вверх по разрезу. Значения ФЕС в  этих пластах такие же, как и в песчаниках дельтовых проток. Тем не менее, в зоне отложения дельтовых проток наиболее проницаемые коллекторы находятся в подошвенной части пласта, а в баровых песчаниках - в кровельной части. 

           В пласте существует три залежи с разными ВНК: основная и две небольшие северные. Для основной  залежи, расположенной в центральной части, принят  наклонный ВНК с погружением на юг на отметках  – 1803-1810м. Две северные залежи отличаются небольшими  размерами, в среднем нефтенасыщенная толщина пласта составляет 2.1м, ВНК принят на а.о. -1804.5м. Залежи разделены между собой структурными прогибами, являются  водоплавающими и имеют обширную законтурную водоносную область. Коэффициент нефтенасыщенности в пределах нефтяной залежи составляет в среднем 0.60. По площади нефтяная залежь пласта ПК20 перекрывает нефтяные залежи большинства других продуктивных пластов.

Пласт АС4

          Пласт АС4 имеет сложное строение и представлен двумя основными осадочными циклами АС4U (верхний) и АС4L (нижний), которые образуют единую гидродинамическую систему. Верхняя часть осадочного цикла АС4U представлена песчаниками дельтовых протоков,  ориентированных с юго-востока на северо-запад и выявленных в центральной части.

            Для этой фациальной зоны вверх по разрезу характерно уменьшение зернистости песчаников, ухудшение ФЕС, увеличение частоты переслаивания алевролитов и глин.  Среднее значение эффективной нефтенасыщенной толщины составляет – 4.9 м, коэффициента пористости по ГИС – 0.23. Коэффициент проницаемости в среднем равен 20 мД; для сравнения, по керновым данным модальное значение составляет 12 мД, а медианное равно 22 мД, по ГДИ – 52мД.

 В южной  части цикл АС4U представлен тонким переслаиванием маломощных  низкопроницаемых песчаников и глин, которые характерны для внутридельтовых заливов. Средняя эффективная толщина песчаников в этой области  уменьшается до 2м.